Indonesia Petroleum Watch

Posted in Ekonomi Migas |

14 Responses to “Mengapa Harus Ada Cost Recovery…?”

1. on 10 Agu 2007 at 12:09 am   mPri

   Logika sederhananya sih memang cost recovery pasti akan menarik minat investor. Ternyata hitungan rumitnya seperti di atas juga hasilnya sama.

   Yang paling penting sih menjaga proporsi cost recovery itu agar cukup menggiurkan untuk menarik investor, dan juga optimum bagi pendapatan negara atau daerah. Dan juga tentunya harus lebih selektif dalam memilih pos pos mana saja yang harus dimasukkan ke dalam cost recovery.

2. on 14 Agu 2007 at 11:48 am   Andre Cebastiant

   Terima kasih Ulasannya pak Kadir.
   Jadi kalo saya bisa assosiasikan sensitivitas investasi diatas dengan modal atau/dan biaya. Dari kacamata resiko, memang sistem cost recovery lebih menarik buat investor. Tapi bukankah ini juga bisa berarti bahwa kontraktor tidak terpacu untuk efisien secara alamiah, dalam arti, menekan biaya produksi serendah mungkin?

3. on 15 Agu 2007 at 1:41 am   Abdul Kadir

   Logika Pak Andre benar. Grafik ini juga bisa menunjukkan salah satu kelemahan mendasar dari sistem cost recovery. Kelemahan inilah yang harus disempurnakan oleh BPMIGAS melalui sistem dan mekanisme pengawasan yang benar. Jangan memberikan kesempatan kepada perusahaan untuk berlaku tidak jujur, dengan membiarkan kelemahan tersebut.

   Dari grafik di atas, ada dua hal menarik yang bisa kita lihat:
   1. Selisih nilai maksimal investasi dengan sistem Cost Recovery dan Non Cost Recovery di atas bisa disalahgunakan untuk “foya-foya” oleh kontraktor. Goldplating biasanya muncul di wilayah ini.
   2. Ketika kurva EMV dengan Cost Recovery sudah bergerak ke kiri dan berimpit dengan kurva EMV tanpa Cost Recovery, perusahaan mau tak mau akan menghentikan “foya-foya”nya dengan melakukan efisiensi di sana-sini. Bila perlu, melakukan rasionalisasi. Apa yang dilakukan oleh PT. CPI dulu dengan mengurangi fasilitas para pegawainya secara besar-besaran termasuk rasionalisasi atau yang dilakukan VICO dengan mengurangi jumlah expat nya, berangkat dari fenomena ini. Jadi tetap, dengan sistem cost recovery perusahaan punya kepentingan untuk melakukan efisiensi. Teman-teman di CPI dan VICO, mungkin bisa meberikan tanggapan.

   Lemahnya sistem dan pengawasan BPMIGAS (dulu Pertamina) selama ini, memberikan andil sangat besar atas segala “ketidakefisienan” yang terjadi. Hal inilah yang selalu saya soroti dengan tajam. Teman-teman di BPMIGAS mungkin punya pandangan lain?

   Wallahua’lam

4. on 15 Agu 2007 at 3:09 am   Beta Uliansyah

   Apakah daya tarik investasi hanya dan hanya jika menggunakan Cost Recovery? Bagaimana bila dibandingkan dengan royalti atau mekanisme lain yang umum dipakai di dunia? Terimakasih.

5. on 15 Agu 2007 at 7:40 am   Abdul Kadir

   Dari hasil simulasi yang gambarnya saya tunjukkan di atas, kesimpulan saya demikian. Sebelum Indonesia menemukan dan mengaplikasikan model cost recovery ini, model royalti (konsesi) juga pernah diterapkan di Indonesia. Tapi kemudian, semuanya beralih kepada PSC (Cost Recovery) karena dinilai lebih attractive.

6. on 16 Agu 2007 at 1:04 am   Beta Uliansyah

   Pak Abdul Kadir yang baik,

   sekarang ini banyak ketidakpuasan muncul atas praktik Cost Recovery. Salah satunya dari daerah penghasil migas. Dana Bagi Hasil Migas yang mereka dapatkan anjlok drastis dibanding lifting yang terjadi. Penyebabnya yang dituding adalah black box perhitungan Cost Recovery yang sama sekali tidak transparan.

   Di sisi lain, Cost Recovery juga memungkinkan mark-up dan inclusion yang jelas akan menguntungkan perusahaan.

   Mungkin yang salah bukan metode yang digunakan, namun siapa yang menjalankan dan mendapatkan keuntungan dari kelemahan yang ada.

7. on 16 Agu 2007 at 2:35 pm   Abdul Kadir

   Ketidakpuasan daerah memang sudah terjadi sejak pertama kali kran dana bagi hasil migas dibuka tahun 2001, melalui post dana perimbangan dari bagi hasil SDA. Ketidakpuasan ini sedikit banyak telah mendorong Pemerintah Pusat bersikap transparan dalam melakukan perhitungan dana perimbangan tersebut. Pada awalnya daerah hanya diberikan data lifting dan jumlah dana perimbangan yang diterimanya secara total. Dengan adanya “tekanan” ini, Pusat pun mulai membuka jumlah biaya (cost recovery) yang dibayarkan kepada tiap kontraktor. Tentunya Pemerintah tidak bisa membuka data biaya (cost recovery) ini terlalu jauh kepada daerah, apalagi sampai mengizinkan daerah melakukan verifikasi kepada kontraktor yang bersangkutan terhadap semua biaya yang telah dikeluarkannya, karena sudah memasuki wilayah confidential yang harus dijaga oleh Pusat dalam rangka menghargai kontrak.

   Alhamdulillah saya sudah 5 (lima) kali memberikan kursus mengenai dana perimbangan bagi hasil migas kepada eksekutif dan legislatif dari berbagai daerah penghasil di Indonesia. Sedikit banyak saya bisa menangkap, bagaimana pandangan mereka tentang industri hulu migas secara umum khususnya mengenai bagihasil migas ini. Ketidakpuasan daerah lebih banyak didasarkan pada ketidaktahuan/ketidakutuhan dalam memandang karakteristik industri hulu migas, bahkan motif kepentingan individu/kelompok/politik lebih terasa ketimbang kepentingan masyarakat daerah yang dipimpinnya. Oleh karena itu, saya menilai wajar ketika Jusuf Kala meminta agar Daerah bersikap transparan lebih dulu kepada rakyatnya atas dana bagi hasil yang telah diterimanya selama ini, jangan selalu menuntut transparansi kepada Pusat padahal menurut beliau tuntutannya tersebut belum terbukti untuk kepentingan rakyat di daerah!

   Ketika anda ingin melihat profil produksi/lifting, cost, dan bagi hasilnya, jangan sekali-kali dijeneralisasi antara satu perusahaan dengan perusahaan lain. Anda harus lihat masing-masing perusahaan tersebut, kapan mulai eksplorasi, pengembangan, dan produksinya. Anda jangan terjebak oleh pandangan pengamat yang mengatakan kalau produksi turun maka biaya (cost recovery) harus turun! Ingatlah bahwa cost recovery itu bukan hanya penjumlahan dari biaya tahun berjalan, tapi biaya-biaya investasi sebelumnya yang didepresiasi dan yang belum terecover. Bisa saja terjadi, investasi yang telah dikeluarkan sesuai rencana oleh kontraktor pada tahap eksplorasi & pengembangan ternyata tidak memberikan profil produksi sesuai harapan, padahal secara engineering investasi tersebut dapat dipertanggungjawabkan. Misalkan rencana pemboran yang seharusnya dilakukan tahun ke-10 dan 11 mau tak mau harus dimajukan tahun ke-7 dan 8 agar decline produksi tidak terlalu tajam/cepat. Jika kontraktor “dipaksa” untuk tidak ngebor pada tahun ke-7 dan 8, mungkin dampaknya akan lebih parah. Tingginya risiko, modal, dan teknologi yang diperlukan industri ini, mengharuskan kita agar dapat memandangnya secara holistik.

   Betapapun model cost recovery ini membuka peluang terjadinya “goldplating” (Bukan markup, karena menurut saya ‘markup’ berpeluang terjadi tidak hanya di perusahaan minyak dengan model cost recovery, tapi hampir di semua perusahaan ketika melakukan self assesment pajak!), jangan sampai kita berkesimpulan bahwa semua kontraktor leluasa dan ingin melakukannya. Apalagi dalam kondisi produksi terus mengalami penurunan hampir di semua wilayah kerja.

   Wallahua’lam

8. on 17 Agu 2007 at 7:14 am   Bi'el

   Mas kadir, kalau 56% after tax kontraktor, berapa before taxnya? Dengan tax = 48%, bukanlah before tax kontraktor menjadi > 100%??.

   Sebagaimana diketahui, dengan tax rate = 48%, maka maksimum before tax kontraktor = 52%. Menurut saya “kalaupun dipasakan” untuk memperoleh IRR yang sama, hasilnya malah “kurang masuk akal”.

   Katakanlah, maksimum pembagian adalah 52% (after tax), maka before tax profit oil split = 100% yang akan masuk semua ke kontraktor, dengan demikian pemerintah hanya memperoleh FTP dan tax. Logikanya spt ini. Kalau jaminan pendapatan pemerintah cuma FTP 15% (itupun dibagi dengan Kontraktor), sementara sisanya akan masuk ke Kontraktor, kontraktor hanya akan bayar pajak, maka ini analog dengan model kontrak royalty/tax dengan royalty sekitar 11% (karena FTP 15 % dibagi dengan kontraktor)dan pajak 48%, kalau model spt ini, bukankah lebih baik buat kontraktor dibanding PSC standard?.

9. on 17 Agu 2007 at 1:26 pm   Abdul Kadir

   Saya senang sekali membaca komentar anda. Melihat kekritisan komentarnya, saya yakin anda bukan orang sembarangan. Sekali lagi saya salut untuk anda. Semoga anda bisa terus bergabung di blog ini.

   Begini Saudara Bi’el, dalam tulisan ini saya ingin menunjukkan bahwa untuk mendapatkan IRR tanpa cost recovery yang nilainya sama dengan IRR pakai cost recovery, maka Pemerintah harus memberikan contractor share after tax 56% (lebih besar dari nilai maksimum yang seharusnya diberikan yaitu 52%, berasal dari 1-48%). Artinya, Pemerintah harus memberikan insentif pajak kepada kontraktor. Adapun insentif pajak yang diberikan dalam kasus ini adalah sebesar 265.22 MMUS$. Dengan term ini, IRR tanpa cost recovery (24.23%)tidak beda jauh dengan IRR pakai cost recovery (24.18%). Kesimpulannya silakan anda baca kembali di atas.

   Kalau saya menggunakan contractor share after tax 52% tanpa cost recovery (atau yang anda katakan mirip dengan model kontrak royalty/tax), maka diperoleh IRR, NPV, contractor take, dan Government take masing-masing: 16.78% ; 10.24 MMUS$ ; 1,588.82 MMUS$ ; 2,720.94 MMUS$. Sementara pada PSC dengan contractor share after tax 15% (pakai cost recovery) diperoleh IRR, NPV, contractor take, dan Government take masing-masing: 24.18% ; 55.38 MMUS$ ; 1,721.14 MMUS$ ; 2,588.62 MMUS$. Mana yang lebih baik buat kontraktor?

   Wallahua’lam

10. on 17 Agu 2007 at 3:27 pm   Bi'el

    Mas Kadir, masalahnya saya tidak tahu berapa “base case” ICP Anda dan berapa persen total cost (capex, opex, sunk cost)dari gross revenue?

    Jadi kalau Anda bilang, metoda dengan cost recovery, pertanyaannya: berapa persen total cost tsb dari gross revenue? kalau total cost tersebut relatif kecil thd gross revenue, feeling saya metoda mirip “royalty tax” akan lebih baik.

    Coba Anda Run dengan sensitivitas ICP, saya kira metoda yang mirip Royalty Tax (tanpa cost recovery) akan lebih baik buat Kontraktor dengan semakin meningkatnya harga minyak (karena persentase cost/gross revenue menurun)

11. on 17 Agu 2007 at 7:22 pm   Bi'el

    Mas Kadir, saya tambahkan lagi komentar saya, boleh ya he he. Saya coba buat perhitungan sederhana untuk membandingkan PSC standard (15% after tax, model 1) dengan 52% after tax, model 2.

    Ilustrasi begini:

    Model-1
    Gross revenue = 100%
    FTP = 15% (10.7% ke gov, 4.3% ke KKS)
    Cost = 50% (asumsi)
    ETS = 35% (100%-15%-50%)
    ETS Gov = 25%, KKS = 10%
    Pajak = 6.9%

    Total Gov = 42.5% (10.7+25+6.9)
    Total KKS = 57.5% (4.3%+50%+10%-6.9%)
    ———
    Model-2
    Gross revenue = 100%
    FTP = 15% (10.7% ke gov, 4.3% ke KKS)
    Cost = 0%
    ETS = 85%
    ETS Gov = 0%, KKS = 85%
    Pajak = 42.9%

    Total Gov = 53.6%
    Total KKS = 46.4%

    Jadi SAMA dengan kesimpulan mas Kadir bahwa untuk Kontraktor Model 1 lebih baik dari Model 2.

    Sekarang kita ganti asumsi cost = 30% dari Gross revenue. Dengan cara yang sama kita peroleh, untuk model 1, KKS dapat = 40.5%, sementara untuk model 2 (tentunya) tetap sebesar 46.4%. Dengan demikian model-2 lebih baik dari model 1.

    Kesimpulan: makin kecil persentase cost thd gross revenue, maka model 2 akan cenderung lebih baik dari model-1.

    Data yang saya punya dari BPMIGAS menunjukkan bahwa persentase cost thd gross revenue per tahun terus menurun dengan naiknya harga minyak. Tahun 2003 sekitar 27% dan terus turun, tahun 2006 hanya sekitar 17%. Jadi apabila kondisi ini diterapkan, model 2 ini lebih menarik buat kontraktor ketimbang model 1.
    ——
    satu hal yang menimbukan pertanyaan dengan membuat nol cost recovery (model 2) adalah bahwa 85% sisanya (setelah dipotong FTP) yang menjadi bagian kontraktor tersebut “seolah olah” diharuskan membayar pajak. Padahal dari 85% tersebut ada komponen biaya (yang memang tidak ditagih melalui mekanisme cost recovery), apakah realistis government mengenakan pajak padahal disitu masih ada komponen biayanya. Apabila pajak yang harus dibayar setelah komponen biaya dikeluarkan, maka model 2 akan jauuuh lebih baik lagi. Demikian, salam, Bi’el.

12. on 20 Agu 2007 at 1:38 am   Abdul Kadir

    Saudara Bi’el, menurut saya ada metodologi yang perlu kita luruskan dalam menilai mana yang terbaik antara Cost Recovery (PSC model) dan Non Cost Recovery (Royalty/Tax model):

    1.Dengan asumsi fiscal term tertentu, kita harus
    menyamakan dulu indikator keekonomian kedua model
    tersebut. Jangan anda bandingkan keduanya, padahal
    indikator keekonomiannya (misalnya IRR) belum anda
    buat sama/mendekati/sepadan.
     Kenapa saya menggunakan contractor share after tax
    56% untuk non cost recovery, karena saya ingin
    menyamakan kondisi awal kedua model tersebut (IRR-
    nya), dengan pemberian insentif pajak. Kalau saya
    masukkan contractor share after tax 52%, maka
    kondisinya belum sepadan untuk dibandingkan,
    karena IRR-nya lebih kecil.
     Jika kita ingin menggunakan contractor share after
    tax 52% untuk model non cost recovery dan pajaknya
    dikenakan setelah dipotong cost, maka kondisi
    sepadannya bukan dengan FTP 20% tapi harus dengan
    FTP 63% (shareable untuk kontraktor 15%). Dengan
    harga FTP ini kita peroleh IRR yang sepadan untuk
    model non cost recovery, yaitu sebesar 24.25% (IRR
    model cost recovery sebesar 24.18%).
     Kalau anda ingin tetap menggunakan contractor
    share after tax 52% untuk model non cost recovery
    dan FTP 20% (shareable untuk kontraktor 15%), maka
    ceiling cost untuk perhitungan pajak harus
    diberlakukan 7.5%. Dengan term ini kita peroleh
    IRR yang sepadan untuk model non cost recovery,
    yaitu sebesar 24.04% (IRR model cost recovery
    sebesar 24.18%).
     Kalau anda anggap yang realistis adalah
    menggunakan contractor share after tax 52% untuk
    model non cost recovery dan pajaknya dikenakan
    setelah dipotong cost tanpa ceiling, dengan FTP
    tetap 20%, maka sudah pastilah kontraktor akan
    lebih untung! Kontraktor akan mendapatkan IRR yang
    fantastis 56.4%! Tapi ini berarti, WKP kita telah
    digadaikan ke kontraktor. Inilah yang teman saya
    (Jueng) bilang sebagai ”permen yang terlalu
    manis”, yang bisa menyebabkan kita kena kencing
    manis, he he he…
     Setelah kondisi yang sepadan tercapai, barulah
    anda buat sensitivity terhadap kedua model
    tersebut. Lakukanlah analisis sensitivitas
    terhadap faktor negatifnya juga, jangan tergoda
    oleh pengaruh faktor positifnya! Sebaiknya sih
    anda lakukan simulasi monte carlo, agar dapat
    melihat pengaruh seluruh faktor positif dan
    negatif secara simultan.
    2.Karena hitungan keekonomian kontrak ini
    bersifat ”life cycle costing”, kurang pas rasanya
    jika kita hanya meng-’capture hasil perhitungan di
    satu tahun tertentu, apalagi kita langsung membatasi
    costnya (recoverable cost maksudnya ya?) dengan angka
    mati 30% Revenue. Kalau kita hanya melihat pengaruh
    model tersebut secara parsial terhadap total take
    yang diterima masing-masing pihak pada 1 (satu) tahun
    saja, menurut saya kurang mewakili perhitungan
    kontrak tersebut. Saya juga berani katakan bahwa
    tidak akan ada satu kontraktorpun yang sanggup
    menjamin, biaya (recoverable cost) pada tahun awal
    produksi tidak lebih dari 30% revenue! Apalagi jika
    beberapa tahun di awal produksi masih terus melakukan
    investasi, sulit rasanya merealisasikan recoverable
    cost 30% revenue.
    3.Ketika akan menentukan pilihan terbaik, jangan hanya
    melihat pengaruh faktor positifnya saja (harga
    meningkat, cost rendah, produksi besar, dsb), tapi
    perhitungkan pula faktor negatifnya (harga kembali
    normal/lebih kecil dari baseprice yang kita buat,
    biaya investasi membengkak karena banyak interpretasi
    geologi/geofisika yang keliru/kurang pas dengan
    kondisi yang sesungguhnya, produksi tidak sesuai
    harapan karena ternyata ahli reservoar keliru
    mengidentifikasi reservoir drive mechanism-nya, dsb).
    Kita harus sadar bahwa dua kondisi yang bertolak
    belakang tersebut bisa terjadi di luar kontrol kita
    selama masa kontrak. Inilah risiko & ketidakpastian!
    Kenapa saya lebih menonjolkan pengaruh faktor negatif
    dalam simulasi monte carlonya (dalam hal ini
    investasi), karena faktor inilah yang paling sensitif
    mempengaruhi keputusan investor dalam mengalokasikan
    dana investasinya. Setiap investor akan memastikan
    terlebih dahulu, sebatas mana risiko yang akan
    dihadapinya dalam setiap investasi yang ia putuskan.
    Cukupkah modal yang ia miliki untuk menghadapi risiko
    terburuk terhadap investasinya? Model mana yang lebih
    akomodatif? Inilah yang menjadi concern saya dalam
    tulisan ini.
    4.Ketika kita ingin melihat perkembangan prosentase
    cost terhadap revenue, maka lihatlah secara spesifik
    pada masing-masing wilayah kerja/blok, kemudian
    bandingkan terhadap rencana keekonomian POD/revisinya
    yang telah mereka buat sebelumnya. Dari data itu
    barulah anda bisa mendapatkan gambaran yang
    representatif, apakah costnya turun atau meningkat
    (sesuai estimasi atau tidak?). Informasi yang anda
    dapatkan sebatas persentase cost thd gross revenue
    per tahun yang terus menurun dengan naiknya harga
    minyak tanpa anda pilah-pilah WKP-nya
    bisa ”menyesatkan/menipu” banyak orang, meskipun data
    tersebut diperoleh dari BPMIGAS sekalipun. Apalagi
    jika dari data ini anda langsung menyimpulkan bahwa
    kondisinya sangat sesuai/menguntungkan bagi
    kontraktor untuk diterapkan model 2 (Royalty/tax).

    Jika anda telah melakukan hal di atas secara konsisten, maka kesimpulan kita insya Allah akan sama:
    1.Model Cost Recovery memberikan daya tahan lebih
    tinggi terhadap investor, dalam melakukan
    eksplorasi/eksploitasi migas dibandingkan Model Non
    Cost Recovery. Model ini lebih akomodatif menghadapi
    risiko dan ketidakpastian dalam industri hulu migas.
    2.Pengaruh faktor positif kelihatan lebih menguntungkan
    bagi model non cost recovery daripada model cost
    recovery. Pengaruh faktor negatif berlaku sebaliknya.

    Mana yang anda pilih, lebih aman terhadap pengaruh faktor negatif dengan untung sedikit lebih kecil atau untung sedikit lebih tinggi tapi rentan terhadap pengaruh faktor negatif yang muncul?

    Wallahu a’lam.

    Catatan:
     Hitungan di atas saya lakukan dengan menggunakan
    asumsi baseprice 40 US$/bbl flat, investasi dilakukan
    tahun ke-0, tahun ke-5, dan tahun ke-10. Prosen
    recoverable cost terhadap revenue di tahun ke-1, ke-
    5, ke-10, ke-14, dan ke-19 produksi hasilnya lebih
    besar dari 30%, pada tahun lainnya kurang dari 30%.
     Waktu produksi saya asumsikan 20 tahun. Biaya sebelum
    tahun produksi saya anggap sebagai biaya tahun ke-0.
     Produksi lima tahun pertama, kedua, ketiga, dan
    keempat saya asumsikan 20 MBOPD, 16 MBOPD, 13 MBOPD,
    dan 10 MBOPD.

13. on 20 Agu 2007 at 5:04 am   Bi'el

    Terima kasih mas Kadir, sebenarnya saya berangkat dari perhitungan sederhana saja, ketika Anda sebelumnya menyatakan setara dengan 56% after tax dan ada insentif pajak buat kontraktor, maka saya asumsi “worse case” saja (52% saja buat kontraktor), kemudian saya bandingkan dengan perhitungan sederhana tsb.

    Kalau ternyata harus di set lagi di software Anda untuk case 52% after tax, sehingga untuk itu diperlukan FTP 63% (shareable untuk kontraktor 15%), tentu ceritanya lain lagi. Memang di excell Anda IRR jadi sama, secara kasat masa saja saya kira jelas, model ini menjadi sangat tidak menarik buat kontraktor. Setara degan royalty 45% yang dimanapun di dunia ini bahkan untuk negara yang paling prospek pun tidak mengenakan royalty setinggi itu!

    Dengan kondisi tsb FTP 63%, bagaimanapun skenario yang Anda buat, jelas tidak lebih baik buat Kontraktor, saya hanya ingin mengatakan, membuat model 2 non cost recovery itu hanyalah usaha yang sia sia, karena (kelihatannya) memang tidak akan pernah ada, apa Anda pernah dengar negara lain yang menggunakan model tanpa cost recovery?

    Data cost thd gross revenue per tahun tersebut merupakan “pendekatan yang paling masuk akal dari sesuatu yang tidak mungkin tersedia”. Untuk full cycle cost, tentu kita tahu ditahun tahun awal cost thd goss revenue >> 100%), namun angka tersebut merupakan total cost dan revenue sampai akhir project. Karena Anda tidak akan pernah punya berapa data aktual cost thd gross revenue per lapangan, misalnya: berapa actual cost per gross revenue lapangan “A” yang dikembangkan 5, 10 atau 15 tahun yang lalu??? nobody knows! bahkan kalau Anda kerja di KKS pun nggak ada itu datanya.

    Yang bisa dilakukan adalah dari data POD yang diusulkan yang merupakan perkiraan, angka 30% tersebut saya kira masuk akal untuk kondisi dulu dengan harga minyak relatif rendah dibawah $30 per barrel, dan kalau di run dengan harga minyak diatas 40 $/bbl, wajar wajar saja cost per gross revenue dibawah 30%, kecuali Anda punya data lain yang bisa di share?

14. on 24 Nov 2007 at 1:40 am   Indonesia Petroleum Watch » Blog Archive » PSC v.s. PSC Non Cost Recovery

    [...] Kritik keras berbagai kalangan terhadap pengaturan cost recovery yang terkesan sangat longgar dan kurang tertata dengan baik, membuat Pemerintah gerah dan harus melakukan evaluasi secara komprehensif terhadap sistem PSC (Production Sharing Contract) yang berlaku selama ini. Muncul keinginan yang cukup kuat dari para “kritikus PSC/Cost Recovery”, agar Pmerintah tidak lagi memberlakukan cost recovery. Saya akan menguraikan kembali bagaimana sesungguhnya model PSC jika diimplementasikan tanpa cost recovery. Tulisan ini merupakan penyempurnaan/pengayaan atas pemikiran yang pernah saya tulis sebelumnya, mengenai hal tersebut (baca : Cost Recovery Masalahmu Kini , Mengapa Harus Ada Cost Recovery…?, Mencari Model Kontrak Kerja Sama Lain?). Pertanyaan mayornya adalah menarikkah PSC tanpa cost recovery bagi investor? [...]

Leave a Reply

Name (wajib)

Mail (hidden) (wajib)

Website

Submit Comment